能源领域绿色低碳转型路径研究

能源领域绿色低碳转型路径研究一、能源领域基础知识 1二、能源发展现状及碳排放现状 62.1全国能源发现及碳排放现状 62.2能源发展现状及碳排放现状 92.3能源领域碳达峰面临的挑战 三、能源领域政策解读 3.1《“十四五”现代能源体系规划》解读 3.2《“十四五”可再生能源发展规划》解读 213.3《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》解读 3.4《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》解读 3.6《能源发展“十四五”规划》政策解读 3.7《可再生能源发展“十四五”规划》政策解读 3.8《氢能产业发展规划》政策解读 四、能源领域碳达峰主要目标和总体思路 4.1主要目标 4.2总体思路 五、能源领域碳达峰实施路径 5.1推动能源生产绿色转型 5.2推动能源利用提质增效 5.3推动构建新型电力系统 5.4推动能源转型技术创新 5.5推动体制机制优化完善 5.6保障措施 光能、机械能、化学能等。可以为人类提供动能，机械能和能量的物质。我国的《能源百科全书》说：“能源是可以直接或经转换提供人类所需的光、热、动力等任一形式能量的载能体资源。”能源亦称能量资源或能源资源。是指可产生各种能量(如热量、电能、光能和机械能等)或可作功的物质的统称。是指能够直接取得或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源，包括煤炭、原油、天然气、煤层气、水能、核能、风能、太阳能、地热能、生物质能等一次能源和电力、热力、成品油等二次能源，以及其他新能源和可再生天然气、生物质能和电力、热力以及其他直接或者通过加工、转换而取得有用能的各种资源。能源种类繁多，而且经过人类不断的开发与研究，更多新型能源已经开始能够满足人类需求。根据不同的划分方式，能源也可分为不同的类型。主要有以下五种分法。产生方式——一次能源、二次能源一次能源即天然能源，指在自然界现成存在的能源，如煤炭、石油、天然气、水能等。一次能源又分为可再生能源(水能、风能及生物质能)和非再生能源(煤炭、石油、天然气等),其中煤炭、石油和天然气三种能源是一次能源的核心，它们成为全球能源的基础；除工2此以外，太阳能、风能、地热能、海洋能、生物能等可再生能源也被包括在一次能源的范围内。二次能源指由一次能源加工转换而成的能源产品，如电力、煤气、蒸汽及各种石油制品等。二次能源则是指由一次能源直接或间接转换成其他种类和形式的能量资源，例如：电力、煤气、汽油、柴油、焦炭、洁净煤、激光和沼气等能源都属于二次能源。形态特征——化石能源、非化石能源化石能源是一种碳氢化合物或其衍生物。它由古代生物的化石沉积而来，是一次能源。化石燃料不完全燃烧后，都会散发出有毒的气体，却是人类必不可少的燃料。化石能源所包含的天然资源有煤炭、石油和天然气。只供一次性使用的能源类型外的能源。包括当前的新能源及可再生能源，含风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源及核能等新能源。使用类型——常规能源、新能源常规能源也称传统能源，指目前在技术上成熟、经济上合理、已经多年被人类大规模开采、采集和广泛使用的能源，如煤炭、原油、天然气、火电、水能、薪炭材、农作物秸秆和其他柴草等。新能源又称非常规能源，指常规能源(传统能源)以外的，刚开始开发利用或币在积极研究、有待推广使用的其他各种能源形式，比如太阳能源、地热能、风能、海洋能和部分生物质能等。3再生能力——可再生能源、不可再生能源通过天然作用再生更新，从而为人类反复利用的资源叫可再生资源，又称为可更新资源。如植物、微生物、可降解塑料袋、水资源、地热资源和各种自然生物群落、森林、草原、水生生物等。可再生自然资源在现阶段自然界的特定时空条件下，能持续再生更新、繁衍增长、保持或扩大其储量，依靠种源而再生。泛指从自然界获取的，可以再生的非化石能源，主要是指风能、太阳能、水能、地热能和海洋能等自然能源。不可再生资源是指人类开发利用后，在相当长的时间内，不可能再生的自然资源。主要指自然界的各种矿物、岩石和化石燃料，例如泥炭、煤、石油、天然气、金属矿产、非金属矿产等。污染风类——清洁能源、污染型能源清洁能源即绿色能源，是指不排放污染物、能够直接用于生产生活的能源，它包括核能和“可再生能源”。污染型能源指人类利用过程中会污染环境的能源。煤炭、石油类能源在燃烧过程中会产生大量污染物，破坏环境，影响生态。能源领域基础知识汇总表序号名称定义备注1地热能地热能〔GeothermalEnergy〕是由这种能量来自地球内部的熔岩，并以热力形式存在，是引致火山爆发及地震的能量。2水能水能是一种可再生能源，是清洁能源，是绿色能源，是指水体的动能、势能和压力能等能量资源。水能或称为水力发电，是运用水的势能和动能转换成电能来发电的方式。43风能风能(windenergy)是因空气流做功而提供给人类的一种可利用的能量，属于可再生能源(包括水能，生物能等)。空气流具有的动能称风能。空气流速越高，动能越4太阳能太阳能(SolarEnergy),一般是指太阳光的辐射能量，在现代一般用作发电。自地球形成生物就主要以太阳提供的热和光生存，而自古人类也懂得以阳光晒干物件，并作为保存食物的方法，如制盐和晒咸鱼等。但在化石燃料减少下，才有意把太阳能进一步发展。太阳能的利用有被动式利用(光热转换)和光电转换两种方式。太阳能发电一种新兴的可再生能源。广义上的太阳能是地球上许多能量的来源，如风能、化学能、水的势能等等。在几十亿年太阳能是取之不尽、用之不竭的理想能源。5空气能空气能，是指空气中所蕴含的低品位热能量。热泵可以实现从空气中吸收热量并传到高温物体或环境的作用，这技术叫做空气源热泵。热泵的使用需要消耗电能或者热能。热泵，但是，在不用电或不提供热量的情况下，该空调并不会制热。因此，空气源热泵并不是在利用空气能驱动，而是用电能或者热能驱动。空气源热泵可以制热、采暖、烘干等多个领域。6生物质能式有：(1)制取沼气。主要是利用城乡有机垃圾、秸秆、7储能不同方式储存起来，以便以后在需要时利用的技术。储能主要是指电能的储存。储能又是石油油藏中的一个名词，从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。8绿电绿电指的是在生产电力的过程中，它的二氧化碳排放量为零或趋近于零，因相较于其他方式(如火力发电)所生产之电力，对于环境冲击影响较低。绿电的主要来源为太阳能、风力、生质能、地热等，中国主要以太阳能及风力为太阳能、风能、生物质能、地热能等59氢能氢在地球上主要以化合态的形式出现，是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的75%,是二次能新能源发电水能发电、太阳能发电(光伏发电、太阳能热发电)、地热发电、海洋能发电、生物质能发电。6本章节主要介绍全国及能源发展现状及碳排放现状。2.1全国能源发现及碳排放现状2.1.1全国能源资源禀赋中国能源资源的整体特点是总量丰富、品种齐全、分布不均。煤炭和水能资源较为丰富，但石油、天然气资源相对不足。我国煤炭资源相对丰富，除台湾地区外，煤炭资源总量为5.9万截至2020年底，中国石油、天然气剩余探明技术可采储量达36.19亿吨、62665.78亿立方米。我国累计生产石油73.50亿吨，累计生产天然气2.38万亿立方米。2020年，国内原油消费量约6.50亿吨。我国水力资源非常丰富，大陆水力资源理论蕴藏年发电量为6.6万亿千瓦时。2020年，我国全社会用电量为7.51万亿千瓦时。我国风能资源的技术可开发利用总量为7亿至12亿千瓦，其中，陆地实际可开发量可达6亿至10亿千瓦。2020年，全国全口径发电装机容量约22亿千瓦。中国陆地表面每年接受的太阳辐射能约1.47×100000000亿千瓦时，相当于4.9万亿吨标准煤。2.1.2全国能源生产现状2021年一次能源生产总量43.3亿吨标准煤，比上年增长6.3%,较2017年增长了7.4亿吨标准煤，年均增长率为15.50%。原煤占一次能源生产总量的比重为67%,比上年下降了0.9%;原油占一次能源生产总量的比重为6.6%,比上年下降了2.9%;天然气占一次能源7生产总量的比重是6.1%,比上年增加了1.7%;一次电力及其他能源占20.3%。全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦。煤电装机容量11.1亿千瓦，装机占比从2015年的59.0%下降至2021年的46.7%。上升至2021年的47%,非化石能源发电装机历史上首次超过煤电装全国全口径发电量8.38万亿千瓦时，非化石能源发电量占比从2015年的27.2%上升至2021年的34.6%。退出落后产能超过10亿吨，有序释放先进产能，原煤年产量稳步增长。2021年原煤产量达到41.3亿吨，同比增长5.7%。煤炭进口量近年增长较快，2021年进口煤炭3.23亿吨，同比增长6.6%,较2015年增长55.7%。全国各省煤炭情况：我国煤炭完全自给的省份只有5个，自给率在50%—100%之间的6个。2021年，山西(11.9亿吨)、内蒙(10.4亿吨)、陕西(7.0亿吨)煤炭产量占全国72%。2021年全国原煤产8量为40.71亿吨，山西为11.93亿吨，内蒙为10.39亿吨，陕西为7亿吨，新疆为3.2亿吨。2021年原油产量达到1.99亿吨，同比增长2.1%。2020年我国石油剩余技术可采取储量为36.2亿吨。全国各省石油情况：2021年，原油产量超过1000万吨的省份共8个，总计占全国90%的产量。其中天津3407万吨，新疆2990.4万吨，黑龙江2945.5万吨，陕西2552.8万吨，山东2227.7万吨，广2021年天然气产量达到2075.8亿立方米。2020年我国天然气剩余技术可采取储量为6.3万亿立方米。全国各省天然气情况：2021年，天然气产量前5的省份占全国总产量的80%;天然气消费集中于主要产地和沿海省份。四川占26%,新疆占19%,陕西、内蒙各占14%,广东占7%,青海、黑龙江各占3%,山西、其他省份各占4%。2021年全国一次能源消费总量52.4亿吨标准煤，较2017年增长了6.8亿吨标准煤，年均增长率为15.16%。煤炭占能源消费总量比重为56%,比上年增长4.6%;原油占能源消费总量比重为18.5%,比上年增长4.1%;天然气占能源消费总量比重为8.9%,比上年增长912.5%;一次电力及其他能源占能源消费总量比重为16.6%,比上年增长10.3%。费产生的碳排放量近100亿吨，煤炭消耗导致的CO2排放量已超过75亿吨，占化石能源碳排放总量超过75%;其次为石油和天然气消耗导致的CO2排放，其占比大致为14%和7%。2022年我国能源领域的碳排放总量121亿吨，较2021年少了0.23(1)煤炭资源之一，我区全区2000米以浅含煤面积9598.16平方公里，煤炭资源量1932.83亿吨，其中1000米以浅含煤面积3570.67平方公里，煤炭资源量593.47亿吨。截至2020年底，全区煤炭保有储量325亿吨，累计查明储量344亿吨，居全国第九位，其中，宁东是国家14个大型煤炭基地之一，保有储量为268亿吨。(2)油气资源油勘探始于上世纪五六十年代。1970年，石油规模开发拉开序幕，先后开发马家滩等油田。1979年探明石油地质储量2799万吨，原油产量达到57万吨，成为当时长庆油田产量最高的产区。但受勘探开发技术限制，80年代以后，油气勘探未取得新的突破，老油田含水不断上升，部分开发最早的油田甚至干涸，原油产量逐年锐减，至90年代低谷期年产量一度下降至8万吨。进入新世纪，随着勘探、油储量和产量快速增长。目前地区石油探明地质储量2.89亿吨，与上世纪70年代初相比，探明储量增加了2.82亿吨。地区进行天然气勘探开采工作，截至2003年每年开采量在0.1-0.7亿方之间，2003年后基本未再进行天然气开采工作，但天然气勘探工寻找优质储量，目前已探明定北和青石峁气田，总储量2230亿方(定北气田1700亿方、青石昴气田530亿方)。青石昴气田勘探现场(3)风能资源西南部的西华山-南华山-六盘山地区是全区3条风能资源较丰富带，兰山地区地形比较复杂，风资源随高度变化不大，平均风速5.0~8.0风功率密度为225~375瓦/平方米；灵武市和盐池县的平坦地区风能资源也比较丰富，90米高度处平均风速6.0~7.25米/秒，风功率密度为200~350瓦/平方米。(4)太阳能资源射量在5195～6344兆焦每平方米之间，年平均日照时数在2257~3074小时之间，年平均可利用日照时数在1989～2882小时之间，年平均日照百分率在52%～70%之间。从丰富程度上看，全区太阳能资地普遍高于6000兆焦每平方米，是太阳能资源最丰富区。(5)水能资源水能资源总量不大，分布集中。95%分布在黄河干流，其余5%分布在清水河、泾河等支流，经济可开发装机容量为246万千瓦，年发电量97.8亿千瓦时，其中黄河干流年发电量97.4亿千瓦时，装机容量244.6万千瓦；其他支流年发电量0.4亿千瓦时，装机容量1.3万千瓦。目前仅在黄河干流建成青铜峡、沙坡头2座水电厂，装机容量42万千瓦。待开发的水利资源主要是黄河黑山峡出口处的大柳树枢纽工程，设计库容110亿立方米，装机容量200万千瓦，预计年发电量74亿千瓦时。2021年，全区一次能源生产量为7262.7万吨标准煤，较2020年增长了910.6万吨标准煤。煤炭方面，2021年规模以上工业原煤产量达到8632.9万吨，比上年增长5.9%。2021年，全区规模以上工业企业原油产量135.3万吨，与上年持电力方面，2021年全区工业发电量2081.9亿千瓦时，其中：火力发电量1596.9亿千瓦时，水电、风电、太阳能等可再生能源发电量485亿千瓦时。新能源方面，2021年新能源装机达到6214.3万千瓦，火电装机容量3333.0万千瓦；风电装机容量1454.8万千瓦，太阳能发电装机容量1384.0万千瓦；水电装机容量42.6万千瓦。2021年，全区能源消费总量为8047.9万吨标准煤，较2020年增长了114.9万吨标准煤。煤炭占能源消费总量比重为80.2%。石油占能源消费总量比重为3.7%。天然气占能源消费风电及光伏发电占能源消费总量比重为12.1%。2020年全区能源消费产出的二氧化碳直接排放量为2.34亿吨，比2015年增长55.0%,年均增长9.2%。2020年二氧化碳排放总量为1.84亿吨，比2015年增长42.4%。银川市为1.074亿吨(银川为1108.6万吨，宁东为9303.9万吨),石嘴山市为4382.7万吨，吴忠市为1458.7万吨，固原市为591.4万吨，中卫市为2085.8万吨。全区二氧化碳排放强度为5.23吨/万元，比2015年增长4.51%。石嘴山市为6.48吨/万元，吴忠市为2.52吨/万元，固原市为1.95吨/(1)煤炭生产结构持续优化去产能任务；加快推动优质产能释放，获国家核准建设120万吨/年及以上大型先进煤矿8处，核准建设规模1810万吨/年。目前，全区共有煤矿47处，生产建设总规模12745万吨/年，平均单井规模270万吨，位居全国前列(其中，120万吨/年及以上大型煤矿27处，产能11620万吨/年，占全区的91%;300万吨/年以上特大型煤矿19处，产能10240万吨/年，占全区的80%)。2021年，我区煤炭产量8686万吨，同比增加534万吨，同比增长6.55%,居全国第9位。原煤入选率达到95%,高出全国平均水平15个百分点。(2)煤电清洁利用持续发力空冷机组灵武电厂二期(2×106万千瓦),鸳鸯湖二期(2×100万千瓦)、方家庄(2×100万千瓦)等一批大容量、高参数的先进火电项目。截至2021年底，全区电力装机规模6214万千瓦，发电量1992亿千瓦时，人均电力装机、发电量均居全国第一。火电装机3333万千瓦，火电发电量1507亿千瓦时，2021年火电利用小时数4528小时，同比增长2.7%。60万千瓦以上煤电机组占比超过60%,全部实现超低排放。74%统调煤电机组实施节能改造，供电煤耗比2015年下降10克/千瓦时。依据央企煤电资源区域整合试点方案，国家能源集团整合区内煤电装机1944万千瓦，约占我区统调煤电机组70%。(3)油气勘探开发持续推进2021年我区原油产量约140万吨，同比上涨3.7%。主要布局在盐池县大水坑、摆宴井、马家滩及彭阳县。成品油加工能力稳定，在供应我区油品需求的基础上，外销至两湖地区。输油管网不断完善，形成了长庆油田到盐池惠安堡商业油库、惠安堡至石化和兰州炼化的原油输送管网，满足及甘肃炼化原油输送需要。天然气开采取得新的突破，2021年开采量0.3亿立方米。西气东输中卫压气站互联互通工程、杭锦旗至银川天然气管道相继建成，形成了国内长庆、涩北、塔黄四市储气设施相继开工建设，建成后将为我区中长期天然气供应提供应急储备。(4)电网网架结构持续完善强电网、大送端”。建成了全国首个750千伏双回环网主网架结构，同比增长11.6%;最大用电负荷1451万千瓦，同比增长4.3%。我区对外先后建成1回±660千伏直流线路向山东电网送电，1回±800千伏直流线路向浙江电网送电，3回750千伏线路与内蒙古±800千伏伊克昭换流站相连向山东电网送电，直流电力外送能力达到1400万千瓦。我区输电通道利用率一直以来居全国前列灵绍直流通道利用小时数分别达到7200、6800小时，外送电量904亿千瓦时，累计外送电量突破5000亿千瓦时。(5)新能源开发质量持续提高量约4.54亿千瓦，近期光伏发电发展潜力约5400万千瓦，风能资源技术可开发量为5200万千瓦。按照规模化、集约化、园区化开发思万千瓦，占总电力装机比重约46%,居全国第三位；新能源发电量达464亿千瓦时，占总发电量比重23.3%;新能源利用率达到97.5%,居西北前列；外送新能源电量182.5亿千瓦时，占外送比重20.19%。2020年我区非水电可再生能源电力消纳比重为21.4%,居全国第三，(6)能源制造业水平持续提升2017年，全球单套装置规模最大的煤炭间接液化项目在宁东建生产基地，单晶硅棒产能达91GW、硅片22GW、电池片10GW,高效高品质N型单晶双面电池转换效率世界领先，光伏产业链日趋完备，产业集聚效应加速显现。风机组装能力135万千瓦；锂电池产能1.5GW·h,锂离子电池正极材料产能4万吨。(7)能源体制改革持续深化高效推进电力体制改革综合试点，2016年电力交易中心挂牌成立，组建了电力市场管理委员会。区内电力直接交易用户882户，交易规模达到512亿千瓦时，占全区售电量的63%。2017年，为促进与火电打捆交易机制。2021年，全面落实煤电价格市场定价机制，电交易试点，交易电量达15亿千瓦时。在国内率先推动储能参与电(2022年1月起执行，储能补助0.6元每千瓦时)。(8)能源惠民力度持续加大地级城市建成区全部实现“热电联产为主，天然气、电能为辅”面积近5000万平方米，是西北地区最大清洁热源，每年可减少城区燃煤量130万吨、二氧化硫排放1.2万吨、氮氧化物排放2万吨、烟尘排放3.5万吨。新一轮农村电网改造升级提前一年半完成。惠及5个县(区)2.63万户贫困户的村级光伏扶贫电站并网发电，覆盖全区升了广大群众获得感幸福感。总体看，我区能源发展取得积极进展，为全区经济高质量发展提供了有力支撑。2.2.5清洁能源产业发展现状2021年新能源装机达到6214.3万千瓦。风电装机容量1454.8万千瓦。太阳能发电装机容量1384.0万千瓦。水电装机容量42.6万千瓦。全区分布式光伏累计装机达到80.6万千瓦。全区分散式风电累计装机达到36万千瓦，位居西北地区前列。截至2021年底，清洁能源产业规上企业192家，其中能源开发148家、制造业44家。专栏1全钒液流电池储能项目线数字化工厂建设正酣。2022年8月进行试生产，年底实现产能200MW全钒液流电池生成。全钒液流电池具有环保、长寿命、长时长、全生命周期度电成本低等特点，是助力绿色能源革命的理想储能技术。2.3能源领域碳达峰面临的挑战①新能源高比例发展对电力系统稳定性提出更大挑战，系统灵活调节能力和新能源存储能力亟待提高。②能源利用效率不高，储备调峰能力不足，能源电力领域碳排严峻挑战。③煤炭需求继续增长，供应缺口进一步扩大。(1)大规模开发可再生能源(2)合理提升煤炭供应能力(3)加快推进油气资源勘探开发(4)发挥煤电托底保供作用(5)完善能源基础设施网络(6)强化能源安全风险管控3.1《“十四五”现代能源体系规划》解读3.1.1如何理解“现代能源体系”“清洁低碳安全高效”:现代能源体系的核心内涵，能源系统实现现代化的总体要求。党的十八大以来，我国能源发展取得了历史性的成就，能源生产和利用方式发生重大变革，已进入新的发展阶段。从全球发展的大趋势看，我国要加快构建的，就是顺应世界大趋势、大方向的"现代能源体系"。从新阶段新要求看，能源对于促进经济社会发展至关重要，我国要加快构建的，也是顺应现代化经济体系内在要求的"现代能源体系"。3.1.2《规划》与以往五年规划相比有何创新点和亮点增强能源供应链安全性和稳定性，推动能源生产消费方式绿色低碳变革，提升能源产业链现代化水平。以上3个方面，既是"十四五"现代能源体系建设的重点，也是"十四五"能源规划的创新点和亮点。3.1.3“十四五”时期如何有力保障我国能源安全稳定供应坚持"立足国内、补齐短板、多元保障、强化储备"的原则，以保障安全为前提构建现代能源体系，加强能源自主供给能力建设，确保能源供需形势总体平稳有序。着力增强能源供应能力，加快完善能源产供储销体系，加强能源应急安全保障能力。3.1.4《规划》如何把握能源发展和碳达峰、碳中和的关系习近平总书记强调指出，实现碳达峰碳中和要以能源绿色低碳发展为关键。一方面合理分解细化发展指标，提出了"十四五"非化石能源消费比重、非化石能源发电量占比、电能占终端能源消费比重，以及水电、核电装机规模等目标指标；另一方面把任务落实得更具体，设置"加快推动能源绿色低碳转型"专章，以及"大力发展非化石能源""推动构建新型电力系统""减少能源产业碳足迹""更大力度强化节能降碳"等专节，以专栏形式提出了"十四五"能源绿色低碳转型重点工程，将碳达峰工作有关任务要求落实到具体任务、行动和工程上。3.1.5“十四五”时期，能源领域在推动碳减排方面有何举措“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，《规划》主要从3个方面入手，做好能源领域碳减排工作。(1)加快能源结构绿色低碳转型(2)大力推进能源产业链碳减排(3)支撑、服务、推动重点行业转变用能方式。措施?《规划》着力推动区域能源协调发展，对能源生产布局和输送格局作出统筹安排，主要体现在3个方面。(1)加快西部清洁能源基地建设(2)提升中东部地区能源清洁低碳发展水平(3)强化区域间资源优化配置。3.2《“十四五”可再生能源发展规划》解读“十四五”期间，可再生能源发展将呈现“6新”:(1)新形式：全球能源加速向低碳、零碳方向演进；(2)新要求：坚决落实碳达峰、碳中和目标任务；(3)新阶段：高质量发展新阶段；(4)新特征：大规模发展、高比例发展、市场化发展、高质量发展；(5)新目标：2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右；(6)新举措：实施可再生能源替代行动，提高可再生能源消纳力系统。3.2.2发展目标锚定碳达峰、碳中和目标和2035年远景目标，按照2025年非化石能源消费占比20%左右任务要求，设置了“十四五”可再生能源的四方面主要目标：(1)可再生能源总量目标：2025年，可再生能源消费总量达到增量中占比超过50%。(2)可再生能源发电目标：2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%,风电和太阳能发电量实现翻倍。(3)可再生能源电力消纳目标：2025年，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%左右，可再生能源电力非水电消纳责任权重达到18%左右，可再生能源利用率保持在合理水平。(4)可再生能源非电利用目标：2025年，地热能供暖、生物质供热、生物质燃料、太阳能热利用等非电利用规模达到6000万吨标准煤以上。一个合作”开展：(1)供给革命大力推进风电和光伏发电基地话开发；积极推动风电光伏发电分布式开发；统筹推进水风光综合基地一体化开发；稳步推进生物质能多元化开发；积极推进地热能规模化开发；稳妥推进海洋能示范化开(2)消费革命提升可再生能源存储能力；促进可再生能源就地就近消纳；推动可再生能源外送消纳；加强可再生能源多元直接利用；推动可再生能源规模化制氢利用；扩大乡村可再生能源综合利用。(3)技术革命加大可再生能源技术创新攻关力度；培育可再生能源发展新模式新业态；提升可再生能源产业链供应链现代化水平；完善可再生能源创新链。(4)体制革命深化可再生能源行业“放管服”改革；健全可再生能源电力消纳保障机制；完善可再生能源市场化发展机制；建立健全绿色能源消费(5)国际合作持续参与全球绿色低碳能源体系建设；深化推进国际技术与产能合作；积极参与可再生能源国际标准体系建设。3.3《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》解读2025年初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准从数量规模型向质量效益型转变，标准组织体系进一步完善，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。2030年建立起结构优化、先进合理的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展，能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。(1)风电光伏标准体系完善行动：依托大型风电光伏基地建设及海上风电基地、海上光伏项目建设，设立标准化示范工程，充分发挥国家新能源实证实验平台的作用，抓紧补充完善一批标准、形成完善的风电光伏技术标准体系。(2)水风光综合能源开发利用标准示范行动：依托水电站及抽水蓄能电站建设，结合水风光综合能源基地开发，推动相关标准制修订并开展示范。(3)抽水蓄能专项标准完善和示范行动：抽水蓄能电站大规模建设以及各种新形势抽水蓄能技术研发和项目建设，完善抽水蓄能标准体系，加快相关标准制修订并开展示范。(4)先进三代压水堆核电标准应用实施行动：依托后续三代压水堆核电工程项目建设及在运核电厂，组织自主核电标准应用实施和采标率检查。(5)新型电力系统标准体系专项研究和示范行动：围绕新型电力系统研究和建设，开展新型电力系统标准体系研究，形成标准体系框架和体系表，在电力系统安全稳定运行、输配电网、微电网、构网型柔性直流、需求侧响应、电气化提升、电力市场等领域制定一批标准，推动新型电力系统建设及相关产业发展，结合新型电力系统示范工程开展标准化示范。(6)新型储能标准体系建设完善行动：完善储能标准管理体系，建设完善新型储能标准体系，印发《新型储能标准体系建设指南》,结合产业试点示范项目经验，推进相关标准制修订。(7)全产业链绿氢标准完善行动：完善氢能标准管理体系，开展氢能全产业链标准体系研究和标准化顶层设计，形成标准体系框架和体系表，开展氢能“制储输用”全链条安全标准研究，结合产业试点示范项目经验，推进相关标准制修订。(8)煤电能效标准提升行动：进一步完善和提升煤电机组能效和灵活性等标准，明确考核约束和关键配套有关技术标准要求，结合煤电“三改联动”开展先进适用标准试点示范。(9)煤炭深加工能效标准提升行动：依托现代煤化工产业升级和技术改造，进一步完善和提升煤炭深加工能效标准，结合煤化工大气污染物排放要求开展先进适用标准试点示范。(10)石油炼化能效标准提升行动：依托炼油行业”能效领跑者“行动和技术改造，进一步完善石油炼化领域资源综合利用、炼化产业技术改造标准，持续推进炼油行业能效提升。(11)电力输送能效标准提升行动：进一步提升电力输送有关能效标准，依托电网建设和技术改造开展示范，助推电网线损率进一步(12)综合能源服务标准提升行动：开展综合能源服务标准体系研究，形成标准体系框架和体系表，结合试点示范项目，推动相关标准制修订。(13)能源产业链碳减排标准体系建设行动：开展能源产业链分行业碳减排标准体系研究和标准化顶层设计，形成标准体系框架和体系表，根据产业发展需求制定一批碳减排标准。(14)CCUS标准体系完善和示范行动：依托重点CCUS项目，有序开展CCUS、二氧化碳管道输送、循环降碳等技术标准研制和示(15)能源装备碳足迹标准体系完善和试点示范行动：开展能源装备全生命周期碳足迹标准体系研究，有序制定分行业典型装备碳足迹核算、评价标准，针对典型能源装备开展试点示范。习近平总书记的重要讲话和指示为新时代新能源发展提出了新大宣示，12月又明确提出到2030年我国非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著,要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以3.5《碳达峰实施方案》解读“十四五”时期，全区能源生产消费结构更加优化，煤炭消费增长得到严格合理控制，重点行业能源利用效率不断提高，加快规划建设新型能源体系，绿色低碳技术研发和示范取得新进展，能源绿色低碳发展水平明显提升。到2025年，全区新能源发电装机容量超过5000万千瓦，力争达到5500万千瓦，绿色能源发电装机和发电量占比分别达到55%和30%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上，电能占终端用能比重达到25%左右，非化石能源消费比重达到15%左右，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础。“十五五”时期，清洁低碳安全高效的现代能源体系初步建立，全区煤炭消费逐步减少，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平，单位地区生产总值能源消耗显著下降。到2030年，新能源发电装机容量达到7450万千瓦，非水可再生能源电力消纳比重提高到35.2%以上，电能占终端用能比重达到30%左右，非化石能源消费比重达到20%左右，助力碳达峰目标如期实现。“十六五”时期，可再生能源装机比重持续提升，清洁低碳安全高效的能源体系更加成熟。到2035年，非化石能源消费比重达到30%左右，二氧化碳排放达峰后稳中有降。在重点任务方面，《实施方案》提出重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设低碳发展行动、交通运输低碳转型行动、循环经济助力降碳行动、生态碳汇建设行动、绿色低碳科技创新行动、绿色低碳全民行动、各地梯次有序达峰行动等“碳达峰十大行动”。3.6《能源发展“十四五”规划》政策解读“十三五”期间，宁东国家国家大型煤炭基地、“西电东送”火电基地、宁东现代煤化工基地和国家新能源综合示范区建设取得重大进展，我区作为国家能源加工转化和战略储备基地的作用进一步凸显，为保障国家能源安全、支撑全区经济社会发展作出了重要贡献。“十四五”及今后一段时期，国际能源持续变革，我国处于优化能源结构、保障能源安全、提升能源效率的攻坚阶势段，碳达峰、碳中和战略目标对能源转型提出新要求，我区能源发展机遇与挑战并存，机遇大于挑战。(1)指导思想着力建设现代能源供应体系，着力推动能源清洁高效利用，着力提升能源科技发展水平，着力深化能源领域改革合作，着力增强能源服务民生能力，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，走出一条以绿能开发、绿氢生产、绿色发展为主的能源转型发展之路，为建设社会主义现代化美丽新提供坚实的能源保障。(2)基本原则坚持高效利用、坚持绿色发展、坚持多元供给、坚持改革创新、坚持保障民生。(3)战略定位高水平建设一个示范区：国家新能源综合示范区。高标准打造三大枢纽：“西电东送”网架枢纽、“西气东输”输配枢纽、区域煤炭储运枢纽。高质量提升四大基地：宁东国家大型煤炭基地、“西电东送”电源基地、宁东现代煤化工基地、清洁能源制造及服务基地。(4)发展目标到2025年，全区能源生产供给能力大幅提升，消费总量得到有效控制，生产费结构更加优化，利用效率不断提高，普遍服务水平再上台阶。3.6.3全面建设现代能源供应体系深化能源供给侧结构性改革，大力发展可再生能源，加强煤电油气产供储销体系建设，以多元优质能源供给保障经济社会发展需要。(1)大规模开发可再生能源：加快发展太阳能发电、稳定推进风电开发、因地制宜发展其他可再生能源。(2)合理提升煤炭供应能力：加快煤炭先进产能建设、优化煤炭生产结构、推进煤炭绿色智能开采。(3)加快推进油气资源斯探开发。(4)发挥煤电托底保供作用：调整优化煤电结构、有序发展热(5)完善能源基础设施网络：打造“西电东送”网架枢纽、打造区域煤炭储运枢纽、打造“西气东输”输配枢纽、加快新能源汽车配套基础设施建设。(6)强化能源安全风险管控：加强煤矿安全生产、加强油气管道保护、加强电力安全运行、加强应急保供能力建设。3.7《可再生能源发展“十四五”规划》政策解读(1)发展成效“十三五”期间，国家新能源综合示范区建设取得重大进展，可再生能源发展规模持续扩大，利用效率逐步提升，发展装备水平显著提高，体制机制有效创新，惠民效果日益显现。可再生能源成为推动全区能源革命的重要动力，为能源结构优化调整做出了突出贡献，发展成效显著。(2)发展形势“十四五”及今后一段时期，国际能源持续变革，全球能源持续向低碳化、无碳化方向演变。我国处于优化能源结构、保障能源安全、提升能源效率的攻坚阶段，可再生能源发展将呈现大规模、高比例、市场化、高质量发展新特征。碳达峰目标和碳中和愿景对可再生能源发展提出新要求，我区可再生能源发展机遇与挑战并存，机遇大于挑战。总体目标：全区能源清洁低碳转型深入推进。绿能开发、绿氢生产规模不断提高，可再生能源成为全区电力增量主体和加快构建现代能源体系的中坚力量，在能源、电力消费中的比重持续提升，风电、光伏发电利用率保持在合理水平，促进可再生能源开发利用的体制机生态环境、民生改善协调发展，新能源装备制造产业成为重点支柱产业。到2025年，高水平建成国家新能源综合示范区，助力全区早日实现碳达峰目标。(1)可再生能源发电目标：加快建设黄河几字弯绿能基地和千可再生能源占新增电力装机、发电量比重达到80%。到2025年，可再生能源装机规模超过5000万千瓦，力争达到5500万千瓦。可再生能源发电装机和发电量占比分别提高到55%和30%以上。(2)可再生能源消费目标：可再生能源电力消纳比重提高到30%以上、非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上；新能源综合利用率力争保持在95%以上；非化石能源占一次能源消费比重提高到15%左右。(3)可再生能源经济性提升目标：风电和光伏发电技术持续进步、竞争力不断提升。《规划》提出8方面主要任务：(1)大力开发利用太阳能资源：加快推进集中式光伏电站建设，积极发展分布式光伏发电，进一步扩大太阳能热利用。(2)协调有序推进风电建设：整合优质资源，稳步推进集中式加快老旧风电更新升级；创新商业模式，探索发展风电清洁供暖。(3)科学推进水电、抽水蓄能开发：积极推进黄河黑山峡水利枢纽工程前期工作，加快抽水蓄能电站开发。(4)因地制宜发展生物质能：加快推进垃圾发电在地级市全覆盖，促进生物天然气产业化发展，推广生物质成型燃料供热应用。(5)提高可再生能源电力消纳水平：加强可再生能源消纳能力分析，推动可再生能源更大范围优化配置，加快提升电源优化完善电网基础设施，推动电力需求侧响应规模化发展。(6)积极开展“新能源+储能”示范应用：加快推动新型储能发展，开展源网荷储一体化和多能互补示范。(7)促进可再生能源与新技术、新业态融合发展：推动可再生能源与氢能融合发展，推动可再生能源与终端智慧用能融合发展，推动可再生能源与数据中心融合发展，推动可再生能源与交通行业融合(8)培育壮大可再生能源本地配套能力：完善光伏制造产业链。提升风电制造配套能力，积极发展新能源生产性服务业。3.8《氢能产业发展规划》政策解读(1)创新能力建设工程研究中心、企业技术中心等创新载体3家以上。氢能科技研发和创新能力有效提升。(2)产业集聚发展建成1个应用场景丰富、产业链构建齐全、引领带动作用显著的氢能特色产业示范区。加快实施一批绿氢生产及应用重大产业化项。氢能基础设施配套基本完善协同发展、特色鲜明的氢能产业集群初步形成(3)应用示范推广稳步推动氢能在耦合煤化工、冶金、交通运输、天然气掺氢、储能及民用热电联供等领域的应用示范。依托丰富的太阳能和风电资源，以宁东基地、银川、石嘴山、吴忠、中卫等地区为重点，按照氢能全产业链上下游协同发展的原则，引导氢能产业发展要素向重点区域聚集，推动产业链互补、应用链互联、科技链条互促，建设“沿黄氢走廊”,着力构建“一核示范引领、多点互补支撑”的氢能产业发展新格局。宁东基地氢能产业核心示范区：大力实施清洁能源产业培育工程，加快建设宁东光伏产业园和新能源产业园，推动形成以光伏发电、绿氢制备、储运、应用为主的新能源产业生态圈，打造国家可再生能源制氢耦合煤化工产业示范区、西部绿氢产业示范基地和氢能产业先行打造银川石嘴山吴忠中卫等多个氢能产业支撑点：银川市依托光伏组件产业集群化发展优势，打造全球最大单晶硅棒及切片生产基地，为氢能产业上游提供优质、低成本光伏发电装备。石嘴山市积极开发焦化和氯碱工业副产氢，同时发挥太阳能资源优势，开展绿电制氢示范应用，补充工业用氢缺口，重点实施氢能一冶金一化工耦合应用项目。吴忠市有效利用太阳能、风电资源，在太阳山开发区通过可再生能源制氢合成氨，组建氢氨产业联盟，打造“中国氢氨谷”。中卫市大力发展光伏制造及发电产业集群，积极探索氢能在大数据中心、钢铁冶炼、交通等领域的应用。(1)系统构建氢能产业发展创新体系：加快培育技术创新体系；着力开展核心技术攻关；积极创新产业发展模式。(2)构建绿色低碳氢能生产体系：着力推进可再生能源制氢产业发展；有效利用工业副产氢；加快培育氢能装备制造业；做强做优光伏装备制造业。(3)有序推进氢能基础设施建设：推进氢能输送网络建设；科学布局加氢设施。(4)建立健全氢能产业支撑体系：大力推动产业协同发展；加大人才引进培育力度；着力搭建交流合作平台。(5)积极打造氢能多元应用生态：大力推进绿氢耦合煤化工产业示范；加快构建氢能物流交通体系；探索冶金工业领域绿氢替代；开展氢储能示范应用；开展天然气掺氢试点示范；推动氢能在民生领域推广应用。“十四五”期间，产业结构和能源结构调整优化取得明显进展，一步完善。到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%,单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%,为实现碳达峰奠定坚实基础。成为公众自觉选择，绿色低碳循环发展政策体系基本健全。到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。万千瓦，力争达到5500万千瓦，绿色能源发电装机和发电量占比分别达到55%和30%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到28%以上，电能占终端用能比重达到25%左右，非化石能源消费比重达到15%左右，为实现碳达峰、碳中和奠定坚实基础。“十五五”时期，清洁低碳安全高效的现代能源体系初步建立，平，单位地区生产总值能源消耗显著下降。到2030年，新能源发电装机容量达到7450万千瓦，非水可再生能源电力以上，电能占终端用能比重达到30%左右，非化石能源消费比重达到20%左右，助力碳达峰目标如期实现。高效的能源体系更加成熟。到2035年，非化石能源消费比重达到30%4.2总体思路(1)推进风电、太阳能发电规模化开发和高质量发展(2)扩大绿色低碳能源供给(3)提升用能清洁化水平(1)推进能源产业链碳减排(2)加快煤炭减量步伐(3)严控煤炭消费增量(4)大力压减煤炭消费存量(5)优化天然气利用结构(1)大幅提高能源利用效率(2)大力发展循环经济(3)促进能源梯级利用(4)建设能源节约型社会(5)全面提升清洁生产水平(1)提高的新型电力系统(2)大力发展各类储能设施(3)提升电力系统综合调节能力(4)积极发展“新能源+储能”(1)加快绿色低碳科技革命(2)推广先进成熟绿色低碳技术(3)集中力量加快零碳负碳技术研发攻关(1)优化能源资源市场化配置(2)建立健全有利于绿色低碳发展的财政税收政策体系(3)统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障。5.1推动能源生产绿色转型5.1.1推动清洁能源基地化发展整合风光、土地等资源，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，采用多能互补模式加快推进大型风电、光伏发电基地建设；积极推动资源优质地区老旧风电场、光伏电站更新改造示范，提高优质风、光资源利用效率和土地利用率，提升存量新能源项目发电效益；在沙坡头区、中宁县、海原县、红寺堡区、同心县、宁东基地、盐池县等地区，建设黄河几字弯清洁能源基地。红寺堡区光伏基地：红寺堡镇、大河乡、太阳山区域。宁东光伏基地：宁东采煤沉陷区及煤矿备采区闲置土中宁县光伏基地：鸣沙镇、余丁乡、喊叫水乡等区盐池县光伏基地：高沙窝镇、王乐井乡等区灵武市光伏基地：白土岗乡、马家滩镇等区利通区光伏基地：孙家滩、谢西沟、五里坡等区域。盐同红革命老区风电基地：盐池县东部和西北部、红寺堡南部、同心县东北部等区域。固原市风电基地：原州区、西吉县、隆德县、彭阳县等区域。中卫市风电基地：沙坡头区、中宁县和海原县等区5.1.2加快分布式清洁能源开发积极推动风电分布式就近开发。在工业园区、经济开发区、油气矿区及周边地区，积极推进风电分散式开发。重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等土地资源，在符合区域生态环境保护要求的前提下，因地制宜推进中东南部风电就地就近开发。创新风电投资建设模式和土地利用机制，实施“千乡万村驭风行动”,大力推进乡村风电开发。等整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点建设。山峡水利枢纽工程，协调黄河水沙关系、防洪、供水、发电，改善流域和区域生态环境。工程总库容111.17亿立方米，电站装机容量1920MW,总投资358目前，该项目处于上报可研报告待批复阶段。陷区，积极提升煤矿开采区林业碳汇能力。大力推行“生态+光伏”综合治理模式，重点依托宁东矿区连片采煤沉陷区，推进生态治理、林草植被恢复、水土保持及含水层保护等工程，开发建设宁东采煤沉陷区大型光伏基地项目，盘活沉陷区土地资源。加强煤炭和油气资源开发环境影响评价。5.2推动能源利用提质增效5.2.1严控化石能源消费严格控制能耗强度。有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，保障经济社会发展和民生改善合理用能，抑制不合理能源消费。坚决管控高耗能高排放项目，度，建立三级用能预算管理体系，建立能耗预警调控机制，推动能源要素向利用效率高、效益好的地区、行业、项目倾斜配置。提高节能管理水平，加快建成重点用能单位能耗在线监测系统。加强能源企业碳足迹监测。执行国家能源分行业产业链碳足迹核算标准，开展产业链碳排放总量和强度测算，完善碳排放计量体系，推行碳排放信息监测和评价管理，建立碳排放台账。将能源领域碳排放纳入“双碳”数智监测中心统一监测管控，加强能源项目规划、设计、建设、运行、退役的全过程碳管理。加强与国际国内行业先进水平碳排放强度对标，支持重点能源企业制定碳减排路线图。严格合理控制煤炭消费。坚持“三改联动”,统筹推进煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造。按照分类处置、保障供应的原则有序推动淘汰煤电落后产能，持续淘汰关停不达标落后煤电机组，将符合安全、环保等政策和标准要求的淘汰机组转为应急备用电源。加强燃煤自备电厂规范管理，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域，持续压减散煤消费，积极推进城乡居民清洁取暖，减少种植业、养殖业、农产品加工等农业专栏4:国家能源集团电力灵武公司供热改造项目入选全国煤电“三改联动”典型案例该公司先后于2018年10月、2020年10月完成向银川市供热一、二期工程，企业供电煤耗下降19.48克/千瓦时，年节约标准煤34.35万吨。该项目总接带供热面积超5000万平方米，替代银川市内分散燃煤小锅炉455台，年减少城区燃煤量132万吨，约减排二氧化碳200万吨。合理调控油气消费。合理控制石油消费增速，提升燃油油品和利用效率。加大油气勘探开发力度，加快青石昴、定北两个千亿级气田开发，积极推进石嘴山煤层气试点开发，推进西气东输三线、四线和盐池至银川等天然气输气管道建设，加强天然气储气能力建设。有序引导天然气消费，优化天然气利用结构，优先保障民生用气，拓展天然气在交通、分布式能源等领域的应用，合理引导工业用气和化工原料用气，推动天然气与多种能源融合发展。5.2.2提升能源利用效率提高工业领域能源利用效率。推进数字赋能升级，实施重点行业融合化发展。实施绿色制造工程，大力推进绿色设计，深度推广绿色技术，完善绿色制造体系，建设绿色工厂、绿色工业园区。加快优化支持绿色低碳新技术、新产业、新业态、新模式发展，构建绿色低碳工业体系。到2025年，培育绿色园区12家以上、绿色工厂100家以上，规上工业战略性新兴产业增加值比重超过20%,高技术制造业增加值比重达到10%;到2030年，高效清洁低碳循环的绿色工业体系基本形成。提高化工行业能源利用效率。坚决依法淘汰落后产落后产品，遏制高耗能项目不合理用能。严格执行市场准入标准，新建煤化工项目能耗水平必须达到国家先进标准。对煤制甲醇、煤制烯烃(含焦炭制烯烃)、煤间接液化、焦炭等项目开展系统的节能诊断，推进未达标项目节能改造，降低能耗水平。推动煤化工行业延链补链，提升产品附加值，大幅降低碳排放强度。优化产能规模和布局，严控化产业规划布局方案》的石化、煤化工等项目不得建设。到2025年，不再新增焦化、电石、煤制甲醇产能，单位电石、甲醇生产综合能耗分别下降10%、5%;到2030年，化工行业能效达到国内先进水平。提高冶金行业能源利用效率。巩固钢铁行业化解过剩产能成果，淘汰落后生产工艺，实施节能减碳改造。推动钢化联产，依托钢铁、铁合金企业副产煤气、尾气的一氧化碳、二氧化碳资源，创新生产乙醇、蛋白等高附加值化工产品。鼓励氢冶金、废钢预热、复吹、冷却水闭路循环等技术应用，减少炼铁焦炭用量，提高炼钢转炉原料中废钢比重。严控铁合金行业新增产能，实施高硅锰硅合金矿热炉及尾气单位产品能耗水平。到2025年，钢铁产能控制在700万吨以内，严能耗水平。到2025年，电解铝产能控制在130万吨以内，有色行业水泥熟料、平板玻璃(不包含光伏玻璃)产能，引导低效产能有序退控产业结构调整指导目录(试行)》,对“高耗能高排放”项目实行清耗能高排放”项目。车保有量中的占比。到2025年，清洁能源汽车销量占新车销量比例达到20%以上，市政车辆全部实现新能源替代；到2030年，当年新增新能源、清洁能源动力的交通工具比例达到40%左右，公路交通运输石油消费力争在2030年前达到峰值。构建绿色高效交通体系。推进大宗货物“公转铁”“散改集”。多元化绿色出行系统。加强绿色物流体系规划引导。到2025年，铁路运输量较2020年增加4000万吨，各地级市城市绿色出行比例力争达到55%以上。到2030年，铁路运输量较2020年增加5000万吨，各地级市城市绿色出行比例力争达到70%以上。到2025年，规划建设充电桩累计达到6000个(直流桩5000个，交流桩1000个)。可满足约3万辆电动汽车充电需求。2025年，新建工业厂房、公共建筑光伏一体化应用比例达到50%,党政机关、学校、医院等既有公共建筑太阳能光伏系统应用比例达到15%;到2030年，建筑用电占建筑能耗比例超过55%。绿氢替代。加快氢能产业化、规模化、商业化进程，推行氢能生产与可再生能源发电融合、氢能利用与煤化工耦合的创新发展模式，依托宁东光伏产业园建设绿氢规模化生产基地，开展可再生能源制氢耦合煤化工产业示范。大力发展可再生能源电解水制氢，推动绿氢耦合煤制油、煤制烯燈、煤制乙二醇、煤基多联产等项目，推动灰氢转绿、以氢换煤、绿氢消碳。实现绿氢对原料的清洁替代。5.3推动构建新型电力系统煤电功能定位转变。在电力安全保供的前提下，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。充分认识煤电的减排主体作用，严格控制新增煤电规模。根据能源发展和安全保供需要合理建设先进煤电，机组全部按照超低排放标准建设、煤耗标准达到国际先进水平。按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加大自备机组节能减排力度，支持燃煤自备机组实施清洁能源替代。强化电网基础设施建设。对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估和优化系统。推进骨干网架规划建设，加快直流特高压外送通道建设，扩大新能源开发和电力外送规模。开展配电网智能化升级改造，提高配电网分布式新能源和多元化新型负荷的承载力和灵活性，增强新能源就近就地消纳能力。鼓励用户投资建设以消纳新能源为主的智能微电网，逐步实现与大电网兼容互补。推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合，以智能传感、信息通信、自动控制技术为支撑，加快推进以信息化、自动化、互动化为特征的统一坚强智能电网建设，提升电网资源调配、服务支撑能力。储能多元化发展。以市场化为导向，科学合理选择经济技术可行的路线，加快推进抽水蓄能、新型储能建设。加快开工建设青铜峡抽水蓄能电站，力争“十五五”初建成投运，积极开展青铜峡二期、中宁、中卫三道墙、吴忠跃进、中卫黄草墙、固原等抽水蓄能电站项目前期工作。有序扩大电源侧、电网侧、用户侧储能商业应用。支持应用储电、储热、制氢等多种储能方式促进新能源消纳，重点培育和扩大储能在新能源领域的应用市场。探索开展氢能储能调峰发电试点。专栏5:已启动的独立储能项目宁储利通区同利100MW/200MWh储能电站项目；穆和200MW/400MWh储能电站项目；宁储利通区板桥100MW/200MWh共享储能电站项目；达储科技利通区同利变200MW/200MWh储能电站项目；中核同心县泉眼100MW/200MWh储能电站项目；电力投资集团宁东共享储能项目；侯桥变电站电网侧共享储能示范项目；京能风电光伏配套150MW/300MW源网荷储一体化。加强多能互补和源网荷储全网协同，建设一批源网荷储一体化和多能互补发展示范工程，在保证电网安全的前提下，优化调度新能源电力。依托新建及存量直流外送通道积极推进多能互补